UA124447U - METHOD OF ATTACHMENT OF OIL AND GAS BOLTS WITH ABNOMINALLY LOW PLASTIC PRESSURE - Google Patents
METHOD OF ATTACHMENT OF OIL AND GAS BOLTS WITH ABNOMINALLY LOW PLASTIC PRESSURE Download PDFInfo
- Publication number
- UA124447U UA124447U UAU201710499U UAU201710499U UA124447U UA 124447 U UA124447 U UA 124447U UA U201710499 U UAU201710499 U UA U201710499U UA U201710499 U UAU201710499 U UA U201710499U UA 124447 U UA124447 U UA 124447U
- Authority
- UA
- Ukraine
- Prior art keywords
- casing
- stone
- solution
- space
- well
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 title claims abstract description 11
- 239000004033 plastic Substances 0.000 title claims abstract description 11
- 239000004575 stone Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 claims abstract description 12
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 11
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 11
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 10
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 claims abstract description 9
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 claims abstract description 9
- 239000004571 lime Substances 0.000 claims abstract description 9
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 claims abstract description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 7
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims abstract description 6
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims abstract description 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 3
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 3
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 claims abstract description 3
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims abstract description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 3
- ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N Calcium oxide Chemical compound [Ca]=O ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000000292 calcium oxide Substances 0.000 claims description 4
- 235000012255 calcium oxide Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 3
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 abstract description 10
- 229910052925 anhydrite Inorganic materials 0.000 abstract 1
- 238000003287 bathing Methods 0.000 abstract 1
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract 1
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 31
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 12
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 12
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 8
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 7
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 7
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 7
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 4
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 4
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 3
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 2
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000000565 sealant Substances 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 1
- RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N sulfenic acid Chemical compound SO RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Спосіб кріплення нафтових та газових свердловин з аномально низьким пластовим тиском включає закачування у заколонний простір на всю довжину обсадної колони тампонажного розчину, що не утворює каменю, та наступну ізоляцію колонного простору від заколонного шляхом цементування обсадної колони у нижній частині на висоту 8-10 м продавлюванням необхідної порції тампонажного розчину, що утворює камінь, у заколонний простір слідом за тампонажним розчином, що не утворює каменю. Попередньо у свердловині здійснюють укріплення стінок продуктивного пласта тонким цементним шаром за рахунок хімічної взаємодії силікатних порід, наприклад пісковиків, з вапном або карбонатних і сульфатних порід, наприклад крейди і ангідритів, з рідким склом шляхом встановлення ванни з в'язко-пружних рідин, що містять відповідно вапно або рідке скло. Далі закачують у заколонний простір свердловини на всю довжину обсадної колони тампонажний розчин, що не утворює каменю, який являє собою гідрофобний термодинамічно стабільний в'язко-пластичний матеріал, який містить розчинений у вуглеводнях бітум, нерозчинені у вуглеводнях частинки бітуму, а також домішки негашеного вапна та органічних водорозчинних колоїдів. Потім у нижню частину заколонного простору на висоту 50-150 м закачують порцію тампонажного розчину, що утворює цементний камінь, для закріплення обсадної колони.A method of securing oil and gas wells with abnormally low reservoir pressure involves pumping into the enclosure space over the entire length of the casing column, which does not form a rock, and subsequent isolation of the column space from the enclosure by cementing the casing in the lower 10-10 the required portion of the stone-forming cement mortar into the sheltered space after the stone-free cement mortar. Previously, in the well, the walls of the productive layer are reinforced with a thin cement layer due to the chemical interaction of silicate rocks, such as sandstones, with lime or carbonate and sulfate rocks, such as chalk and anhydrite, with liquid glass, by bathing with viscous-elastic liquids. respectively lime or liquid glass. Then pumped into the recessed space of the well for the entire length of the casing, a stone-forming mortar, which is a hydrophobic thermodynamically stable viscous-plastic material containing bitumen dissolved in hydrocarbons, insoluble in hydrocarbons and hydrocarbons and organic water-soluble colloids. Then in the lower part of the sheltered space at a height of 50-150 m is injected with a portion of cement mortar, which forms a cement stone, to secure the casing.
Description
Корисна модель належить до газонафтовидобувної промисловості, а саме до способів кріплення нафтових і газових свердловин.A useful model belongs to the oil and gas industry, namely to methods of fastening oil and gas wells.
Відомо, що цементний камінь у заколонному просторі свердловини виконує дві основні функції - підтримання обсадної колони у підваженому стані, а також попередження виникнення заколонних перетоків флюїдів. Застосування загально прийнятої технології кріплення колон з використанням цементних розчинів, що забезпечують утворення міцного каменю, з часом призводить до порушення герметичності свердловини згідно з фізичним принципом: тверде тіло під дією навантажень, що перевищують межу міцності матеріалу, руйнуються з утворенням тріщин. Це призводить до втрати герметичності свердловини. Тому функцію герметизатора заколонного простору повинен виконувати додатковий тампонажний матеріал, що утворює пластичне тіло і є термодинамічно стабільним. Найбільш придатним і ефективним матеріалом для виконання функції такого герметизатора виявися бітум, розчинений у вуглеводнях, у комбінації з різними домішками.It is known that the cement stone in the backspace of the well performs two main functions - maintaining the casing in a suspended state, as well as preventing the occurrence of backflow of fluids. The use of the generally accepted technology of fastening columns using cement mortars, which ensure the formation of a strong stone, eventually leads to a violation of the tightness of the well according to the physical principle: a solid body under the action of loads exceeding the strength limit of the material is destroyed with the formation of cracks. This leads to the loss of well tightness. Therefore, the function of a sealed space should be performed by an additional tamponage material that forms a plastic body and is thermodynamically stable. Bitumen dissolved in hydrocarbons, in combination with various impurities, turned out to be the most suitable and effective material for performing the function of such a sealant.
Вперше таке технічне рішення було запропоновано у винаході (див. патент РФ Мо 2068489.For the first time, such a technical solution was proposed in the invention (see RF patent No. 2068489.
МКІ 7 Е21В 33/13. Спосіб кріплення свердловин. А.О. Васильченко (Україна). Заявка 92003771/03. Заявлений 26.10.92. Опубл. 27.10.96). Згідно з цим патентом, спосіб кріплення свердловин полягає у поперемінному закачуванні у заколонний простір свердловини тампонажного (цементного) розчину, що утворює камінь, та тампонажного розчину, що не утворює камінь, а являє собою гідрофобне пластичне тіло, яке містить обважнювач та частинки нерозчиненого бітуму.MKI 7 E21B 33/13. The method of fixing wells. A.O. Vasylchenko (Ukraine). Application 92003771/03. Announced on 10/26/92. Publ. 27.10.96). According to this patent, the method of fastening wells consists in alternately pumping into the backspace of the well a tamponage (cement) solution that forms a stone and a tamponage solution that does not form a stone, but is a hydrophobic plastic body that contains a weighting agent and particles of undissolved bitumen.
Спосіб забезпечує надійну (100 95) герметизацію свердловини.The method provides reliable (100 95) well sealing.
Недоліком способу можна вважати лише те, що він не передбачає захисту пластів з аномально низьким тиском від впливу надмірного тиску стовпа тампонажного розчину.The disadvantage of the method can only be considered that it does not provide for the protection of formations with abnormally low pressure from the influence of excessive pressure of the slurry column.
Інший спосіб вирішення проблеми забезпечення герметичності свердловин запропонований у роботі (див. Лубан В.3. "Вплив бурових та тампонажних розчинів на стійкість стінок свердловин у хемогенних відкладах". Автореферат дисертації канд. техн. наук. МІНХІГП ім І.М.Another method of solving the problem of ensuring the tightness of wells is proposed in the work (see Luban V.3. "The effect of drilling and plugging solutions on the stability of the walls of wells in chemogenic sediments".
Губкіна. - М. - 1979. - 25 с.). Згідно з способом, тампонажний розчин на вуглеводневій основі готують шляхом змішування цементу з водою та регулятором терміну тужавіння і наступному диспергуванні цементного розчину у дизельному паливі, що вміщує ПАР, наприклад сульфонол,Gubkin. - M. - 1979. - 25 p.). According to the method, the hydrocarbon-based tamping solution is prepared by mixing cement with water and a setting time regulator and then dispersing the cement solution in diesel fuel containing surfactants, such as sulfonol,
Зо і регулятор фільтрації, наприклад високоокислений бітум, а воду, що виділяється під час взаємодії компонентів, видаляють, а далі приготований тампонажний розчин закачують у заколонний простір свердловини і витримують від 30 днів і більше до утворення цементного каменю.Zo and a filtration regulator, for example, highly oxidized bitumen, and the water released during the interaction of the components is removed, and then the prepared tamponade solution is pumped into the closed space of the well and is kept for 30 days or more until the formation of cement stone.
Наведений вище спосіб, для реалізації якого створено цементні розчини на вуглеводневій основі за авторськими свідоцтвами СРСР МоМо 502111, 502852, 684128 задовільно попереджував виникнення заколонних перетоків у свердловині.The above method, for the implementation of which hydrocarbon-based cement mortars were created according to the author's certificates of the USSR MoMo 502111, 502852, 684128, satisfactorily prevented the occurrence of backflows in the well.
Недоліком даного способу є, в першу чергу, довготривалість процесу, пов'язана з тим, що утворення мінерального в'яжучого відбувається тільки після руйнування оберненої емульсії та появи вільної води у системі. Додатковими недоліками способу є складність технології приготування тампонажного розчину, пов'язана з необхідністю видаляти надлишкову воду, а також висока витрата дорогого дизельного палива.The disadvantage of this method is, first of all, the long duration of the process, due to the fact that the formation of a mineral binder occurs only after the destruction of the inverted emulsion and the appearance of free water in the system. Additional disadvantages of the method are the complexity of the technology of preparing the tamponage solution, associated with the need to remove excess water, as well as the high consumption of expensive diesel fuel.
Відомий спосіб кріплення нафтових і газових свердловин, вибраний за прототип (див. патентA well-known method of fastening oil and gas wells, chosen as a prototype (see patent
РФ Мо 2046926. МПК 6 Е21В 33/14. Автори Черномирдін В.С. та інші. Заявка 49444154/03.RF Mo 2046926. IPK 6 E21B 33/14. Authors Chernomyrdin V.S. and other. Application 49444154/03.
Заявлений 29.04.91. Опубл. 27.10.95), який включає закачування глинистого розчину (тампонажного розчину, що не утворює каменю) у заколонний простір на всю довжину обсадної колони, ізоляції колонного простору від заколонного шляхом цементування обсадної колони у нижній частині у межах однієї труби продавлюванням необхідної порції цементного розчину у заколонний простір слідом за глинистим розчином, який містить сухі гранули, що складаються з глини та поліакриламіду. Закачування в'язко-пластичного глинистого розчину здійснюють протягом часу до того, як відбудеться повне зволоження та розпадання гранул.Announced on 04/29/91. Publ. 27.10.95), which includes pumping a clay solution (a tamponage solution that does not form stone) into the column space along the entire length of the casing string, isolating the column space from the column space by cementing the casing string in the lower part within one pipe by pushing the necessary portion of cement solution into a closed space following a clay solution that contains dry granules consisting of clay and polyacrylamide. Injection of the viscous-plastic clay solution is carried out during the time before complete hydration and disintegration of the granules.
Спосіб кріплення нафтових і газових свердловин за прототипом попереджує утворення тріщин у тампонажному матеріалі у заколонному просторі і певною мірою зменшує вірогідність виникнення перетоків.The method of fastening oil and gas wells according to the prototype prevents the formation of cracks in the plugging material in the backspace and to a certain extent reduces the probability of overflows.
Недоліком даного способу є присутність у тампонажному матеріалі значної кількості води, яка при надходженні газу з продуктивного пласта призводить до утворення системи вода-глина- метан (як у глиняних діапірах), в якій нагромаджуються надвисокий тиск, здатний деформувати обсадну колону.The disadvantage of this method is the presence of a significant amount of water in the backfill material, which, when gas enters from the productive reservoir, leads to the formation of a water-clay-methane system (as in clay diapirs), in which extremely high pressure accumulates, capable of deforming the casing.
Крім цього, обважнений глиняними гранулами глинистий розчин має густину порядку р-1200 кг/м3, що призводить до великої репресії на продуктивні пласти.In addition, the clay solution weighted with clay granules has a density of the order of p-1200 kg/m3, which leads to a great repression on the productive layers.
Задачею даної корисної моделі є попередження виникнення гідророзриву пластів з аномально низьким тиском з наступним поглинанням тампонажного розчину, повне виключення заколонних перетоків флюїдів, спрощення технології та зменшення витрат на кріплення свердловини.The purpose of this useful model is to prevent the occurrence of hydraulic fracturing of formations with abnormally low pressure followed by the absorption of plugging solution, complete exclusion of backflow of fluids, simplification of technology and reduction of costs for fixing the well.
Для вирішення поставленої задачі пропонується у відомому способі кріплення нафтових і газових свердловин з аномально низьким пластовим тиском, що включає закачування у заколонний простір на всю довжину обсадної колони тампонажного розчину, що не утворює каменю, та наступну ізоляцією колонного простору від заколонного шляхом цементування обсадної колони у нижній частині на висоту 8-10 м продавлюванням необхідної порції тампонажного розчину, що утворює камінь, у заколонний простір слідом за тампонажним розчином, що не утворює каменю, згідно з корисною моделлю, попередньо здійснюють укріплення стінок продуктивного пласта тонким цементним шаром за рахунок хімічної взаємодії силікатних порід, наприклад пісковиків, з вапном або карбонатних і сульфатних порід, наприклад крейди і ангідритів, з рідким склом шляхом встановлення ванни з в'язко-пружних рідин, що містять відповідно вапно або рідке скло; далі закачують у заколонний простір на всю довжину обсадної колони тампонажний розчин, що не утворює каменю, який являє собою гідрофобний термодинамічно стабільний в'язко-пластичний матеріал, який містить розчинений у вуглеводнях бітум, нерозчинені у вуглеводнях частинки бітуму, а також домішки негашеного вапна та органічних водорозчинних колоїдів; а слідом у нижню частину заколонного простору на висоту 50-150 м закачують порцію тампонажного розчину, що утворює цементний камінь, для закріплення обсадної колони.To solve the given problem, a well-known method of securing oil and gas wells with abnormally low formation pressure is proposed, which includes pumping into the casing space along the entire length of the casing a plugging solution that does not form stone, and the subsequent isolation of the column space from the casing by cementing the casing in the lower part to a height of 8-10 m by pushing the necessary portion of stone-forming backfill solution into the backfill space, following the non-stone-forming backfill solution, according to a useful model, the walls of the productive layer are previously strengthened with a thin cement layer due to the chemical interaction of silicate rocks, such as sandstones, with lime or carbonate and sulfate rocks, such as chalk and anhydrites, with liquid glass by installing a bath of viscoelastic liquids containing lime or liquid glass, respectively; then, a non-stone-forming tamponade solution is pumped into the backspace along the entire length of the casing string, which is a hydrophobic, thermodynamically stable visco-plastic material that contains bitumen dissolved in hydrocarbons, bitumen particles not dissolved in hydrocarbons, as well as impurities of quicklime and organic water-soluble colloids; and then in the lower part of the columned space to a height of 50-150 m, a portion of tamponage solution, which forms a cement stone, is pumped to fix the casing column.
Досвід буріння свердловин в умовах аномально низьких пластових тисків, наприклад наExperience in drilling wells in conditions of abnormally low formation pressures, for example on
Шебелинському ГКР, свідчить, що в результаті використання бурового розчину на вапняній основі на стінках продуктивного пласта утворюється цементний шар, що значно підвищує міцність пісковика, попереджує гідророзрив пласта під час первинного розкриття і цементування колони, а природна проникність колектора зберігається повністю протягом завершення свердловини (див. Васильченко А. Новьіе технологии в строительстве нефтяньїх и газовьмх скважин /А. Васильченко - баагтгикеп: І АМВЕВТ Асадетіс Рибіїзніпа, 2012. - 104 с). Такий самий результат можна одержати за рахунок встановлення вапняної ванни у вигляді в'язко-Shebelinsky GKR, shows that as a result of the use of lime-based drilling fluid on the walls of the productive formation, a cement layer is formed, which significantly increases the strength of the sandstone, prevents hydraulic fracturing of the formation during the initial opening and cementing of the column, and the natural permeability of the reservoir is completely preserved during the completion of the well (see Vasylchenko A. New technologies in the construction of oil and gas wells / A. Vasylchenko - baagtgikep: I AMVEVT Asadetis Rybiiznipa, 2012. - 104 p). The same result can be obtained by installing a lime bath in the form of viscous
Зо пружного складу. З цих міркувань операцію з укріплення стінок свердловини доцільно включити до комплексної технології кріплення свердловини. Крім попередження поглинань, ця технологічна операція забезпечує повне збереження природної проникності колектору.From elastic composition. For these reasons, it is advisable to include the operation of strengthening the walls of the well into the complex technology of fastening the well. In addition to prevention of absorption, this technological operation ensures full preservation of the natural permeability of the collector.
Досвід застосування цементних розчинів на вуглеводневій основі свідчить, що вуглеводнево-бітумна система надійно попереджує виникнення заколонних перетоків як на стадії тужавіння цементного каменю, так і протягом тривалого часу експлуатації свердловини.The experience of using cement mortars based on hydrocarbons shows that the hydrocarbon-bitumen system reliably prevents the occurrence of backflow both at the stage of hardening of the cement stone and during the long-term operation of the well.
Це дозволяє у даному технічному рішенні використати встановлення бітумного пластичного матеріалу по всій довжині заколонного простору, а не тільки у вигляді окремих бітумних пакерів, як це передбачено у патенті РФ Мо 2068489. Крім надійної герметизації, використання бітумного пластичного матеріалу замість цементного спрощує технологію кріплення, зменшує витрати, дає можливість здійснювати одноступеневе кріплення експлуатаційних колон і дозволяє вилучити обсадні труби у разі ліквідації свердловини.This allows this technical solution to use the installation of bituminous plastic material along the entire length of the sealed space, and not only in the form of individual bitumen packers, as provided for in the patent of the Russian Federation Mo 2068489. In addition to reliable sealing, the use of bituminous plastic material instead of cement simplifies the fastening technology, reduces costs, makes it possible to carry out single-stage fastening of production columns and allows to remove casing pipes in case of liquidation of the well.
Збільшення інтервалу у заколонному просторі до 50-150 м, який закріплюється цементним розчином, обумовлене тим, що технічні можливості встановлення порції цементного розчину об'ємом 0,2-0,3 м3 в інтервалі 8-10 м низу обсадної колони, як у патенті РФ Мо 2046926, являє собою складну операцію, що потребує спеціального обладнання.The increase in the interval in the sealed space to 50-150 m, which is fixed with cement mortar, is due to the fact that the technical possibilities of installing a portion of cement mortar with a volume of 0.2-0.3 m3 in the interval of 8-10 m from the bottom of the casing column, as in the patent RF Mo 2046926, is a complex operation that requires special equipment.
При реалізації запропонованої комплексної технології кріплення свердловин доцільно використовувати комплексний реагент за заявкою на корисну модель и201708379 для приготування тампонажного розчину, що не твердіє, тому що комплексний реагент містить всі необхідні компоненти.When implementing the proposed complex technology of fastening wells, it is advisable to use the complex reagent according to the application for utility model и201708379 for the preparation of a tamponage solution that does not harden, because the complex reagent contains all the necessary components.
Для зменшення витрат на приготування тампонажного розчину, що не утворює камінь, пропонується замість дизельного палива використовувати нафту.In order to reduce the costs of preparing a tamponage solution that does not form stone, it is suggested to use oil instead of diesel fuel.
Приклад здійснення способу 1.Example of implementation of method 1.
Свердловина була пробурена долотом 9 215,9 мм на полімер-калієвому буровому розчині до глибини 2500 м і розкрила в інтервалі 2476-2485 м газоносний пласт, представлений пісковиком, з пластовим тиском Рол-12,5 МПа. У свердловину була спущена експлуатаційна колона 0 168 мм. Далі у цементувальному агрегаті приготували 2 м3 в'язко-пружного складу (за патентом України 32247), що додатково містив 5 95 вапна, і закачали в інтервал залягання продуктивного пласта. На поверхні приготували розраховану кількість тампонажного розчину, що не утворює камінь, шляхом перемішування комплексного реагенту за заявкою на патент бо и201708379, одна з модифікацій якого містить порошковий бітум - 43 95, вуглелужний реагент -The well was drilled with a bit of 9,215.9 mm on polymer-potassium drilling fluid to a depth of 2,500 m and revealed a gas-bearing layer represented by sandstone in the interval of 2,476-2,485 m with a reservoir pressure of Rol-12.5 MPa. An operational column of 0 168 mm was lowered into the well. Next, 2 m3 of visco-elastic composition (according to Ukrainian patent 32247), which additionally contained 5 95 lime, was prepared in the cementing unit and pumped into the interval of occurrence of the productive layer. On the surface, the calculated amount of tamponage solution, which does not form stone, was prepared by mixing the complex reagent according to the patent application bo i201708379, one of the modifications of which contains powdered bitumen - 43 95, carbon-alkaline reagent -
40 95, крохмаль - 2 95, негашене вапно - 5 95, з нафтою у масовому співвідношенні 1 до 2. Перед закачуванням у свердловину до тампонажного розчину, що не утворює камінь, додали 10 95 комплексного реагенту у вигляді порошку з розрахунку утворити гідрофобне пластичне тіло у заколонному просторі. Після витримки в'язко-пружного складу протягом 8 годин закачали 40 му тампонажного розчину, що не утворює камінь, у заколонний простір свердловини і слідом за ним 2,5 м3 цементного розчину, 0,5 м3 в'язко-пружного буферу (за патентом України 32247) для попередження перемішування і далі полімер-калієвий буровий розчин. Поглинання тампонажного розчину не було. Результати акустичного каратажу показали високу якість кріплення колони.40 95, starch - 2 95, quicklime - 5 95, with oil in a mass ratio of 1 to 2. Before pumping into the well, 10 95 of a complex reagent in the form of a powder was added to the tamponage solution, which does not form stone, in order to form a hydrophobic plastic body in the closed space. After the visco-elastic composition was left to stand for 8 hours, 40 m3 of non-stone-forming plugging solution was pumped into the closed space of the well, followed by 2.5 m3 of cement mortar, 0.5 m3 of visco-elastic buffer (according to the patent Ukraine 32247) to prevent mixing and further polymer-potassium drilling fluid. There was no absorption of tamponage solution. The results of the acoustic caratage showed the high quality of the mounting of the column.
Приклад здійснення способу 2.Example of implementation of method 2.
Свердловина була пробурена долотом 9 215,9 мм на полімер-калієвому буровому розчині до глибини 2200 м і розкрила в інтервалі 2064-2184 м газоносний пласт, представлений крейдою, з пластовим тиском Ралл-11,2 МПа. У свердловину була спущена експлуатаційна колона 0 168 мм. Далі у цементувальному агрегаті приготували 2 м3 в'язко-пружного складу (за патентом України 32247), що додатково містив 10 95 рідкого скла, і закачали в інтервал залягання продуктивного пласта. На поверхні приготували розраховану кількість тампонажного розчину, що не утворює камінь, шляхом перемішування комплексного реагенту за заявкою на патент и201708379, одна з модифікацій якого містить порошковий бітум 43 95, гуматнолужний реагент - 40 95, крохмаль - 2 95, негашене вапно - 5 95, з нафтою у масовому співвідношенні 1 до 2. Перед закачуванням у свердловину до тампонажного розчину, що не утворює камінь, додали 10 95 комплексного реагенту у вигляді порошку з розрахунку утворити гідрофобне пластичне тіло у заколонному просторі. Після витримки в'язко-пружного складу протягом 8 годин у заколонний простір свердловини закачали 38 м3 тампонажного розчину, що не утворює камінь, слідом за ним 2,5 му цементного розчину, 0,5 м3 в'язко-пружного буфера (за патентом України 32247) для попередження перемішування і далі полімер-калієвий буровий розчин. Поглинання тампонажного розчину не було. Результати акустичного каратажу показали високу якість кріплення колони.The well was drilled with a bit of 9,215.9 mm on polymer-potassium drilling fluid to a depth of 2,200 m and revealed a gas-bearing layer represented by chalk in the interval of 2,064-2,184 m with a reservoir pressure of Rall-11.2 MPa. An operational column of 0 168 mm was lowered into the well. Next, 2 m3 of visco-elastic composition (according to Ukrainian patent 32247), which additionally contained 10 95 of liquid glass, was prepared in the cementing unit and pumped into the interval of occurrence of the productive layer. On the surface, the calculated amount of tamponage solution, which does not form stone, was prepared by mixing the complex reagent according to the patent application i201708379, one of the modifications of which contains powdered bitumen 43 95, humate-alkaline reagent - 40 95, starch - 2 95, quicklime - 5 95, with oil in a mass ratio of 1 to 2. Before pumping into the well, 10 95 of a complex reagent in the form of a powder was added to the plugging solution, which does not form stone, with the aim of forming a hydrophobic plastic body in the trapped space. After the visco-elastic composition had been kept for 8 hours, 38 m3 of non-stone-forming plugging solution was pumped into the closed space of the well, followed by 2.5 m of cement mortar, 0.5 m3 of visco-elastic buffer (according to the patent of Ukraine 32247) to prevent mixing and further polymer-potassium drilling fluid. There was no absorption of tamponage solution. The results of the acoustic caratage showed the high quality of the mounting of the column.
Впровадження запропонованого способу дозволить значно підвищити ефективність будівництва нафтових і газових свердловин, зменшити витрати на кріплення колон, виключитиImplementation of the proposed method will allow to significantly increase the efficiency of oil and gas well construction, reduce costs for fastening columns, eliminate
Зо виникнення заколонних перетоків.Due to the emergence of immigration flows.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
UAU201710499U UA124447U (en) | 2017-10-30 | 2017-10-30 | METHOD OF ATTACHMENT OF OIL AND GAS BOLTS WITH ABNOMINALLY LOW PLASTIC PRESSURE |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
UAU201710499U UA124447U (en) | 2017-10-30 | 2017-10-30 | METHOD OF ATTACHMENT OF OIL AND GAS BOLTS WITH ABNOMINALLY LOW PLASTIC PRESSURE |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
UA124447U true UA124447U (en) | 2018-04-10 |
Family
ID=61874242
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
UAU201710499U UA124447U (en) | 2017-10-30 | 2017-10-30 | METHOD OF ATTACHMENT OF OIL AND GAS BOLTS WITH ABNOMINALLY LOW PLASTIC PRESSURE |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
UA (1) | UA124447U (en) |
-
2017
- 2017-10-30 UA UAU201710499U patent/UA124447U/en unknown
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN102705005A (en) | Technology for plugging water bursting in mine by directional diversion grouting | |
RU2116432C1 (en) | Method for restoring tightness of production strings | |
US10611952B2 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
US20190323329A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
RU2746918C2 (en) | Method for elimination of underground reservoirs of formation hydrocarbon raw material with reservoirs constructed in rock salt and other rocks, including permafrost, as well as in natural forming karstic cavities | |
CN107907018A (en) | A kind of any hole sealing of hole explosive charge method of static(al) broken rock | |
UA124447U (en) | METHOD OF ATTACHMENT OF OIL AND GAS BOLTS WITH ABNOMINALLY LOW PLASTIC PRESSURE | |
RU2569941C2 (en) | Bottom water isolation method | |
US20190353020A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
RU2723416C1 (en) | Method of repair-insulation works in oil and gas well | |
RU2249699C2 (en) | Method for driving draining mines in broken and watered massif | |
UA152040U (en) | A method of fixing oil and gas wells with abnormally low reservoir pressure | |
US20190353021A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
RU2439311C1 (en) | Formation hydraulic fracturing method using "khimeko" complex | |
AU2017386385A1 (en) | Environmentally improved fracturing of a formation | |
AU2017386380A1 (en) | Fracturing a formation lying below an aquifer | |
RU2224875C2 (en) | Method of limiting water influx into extracting wells | |
RU2528805C1 (en) | Method of increasing oil yield in inhomogeneous, highly-flooded, porous and fractured-porous, low- and high-temperature productive stratum | |
RU2733561C2 (en) | Method of hydraulic fracturing at late stage of mine working | |
RU2187622C1 (en) | Method of formation isolation | |
US20190353019A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
US20210131252A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
RU1837099C (en) | Method for cementing casing in well | |
AU2017386374A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
AU2017386375A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry |